Технологические основы НГК

- ориентированная укладка  УНТ; 
— обеспечение оптимальной прочности связи матрица-наполнитель.

Важен выбор метода ориентированной  укладки УНТ: растягивание, использование  сдвигающих усилий, ориентирование в  электрическом или магнитном  полях, матричный синтез, использование  капиллярных сил, диэлектрофореза, самосборки. 
Еще один вопрос, который возникает при создании полимерных покрытий на основе полиэтилена модифицированного углеродными наночастицами, – необходимость функциализации (изменение химической природы их поверхности) .

Такая функциализация:

- способствует увеличению  прочности связи трубка-матрица, 
— обеспечивает разделение сростков УНТ на отдельные трубки и улучшает однородность распределения УНТ в матрице.

Примером могут служить  данные компании Nanocyl (Бельгия): введение в эпоксидную смолу 0,5% двухслойных УНТ, функциализованных амином, повышает прочность на 10, жесткость на 15 и трещиностойкость на 43% . Однако аналогичные данные по полиэтилену отсутствуют, вопрос остается открытым.

 

 

 

Выводы

1. Новый композиционный  материал на основе полиэтилена,  модифицированного УНЧ, может  быть получен путем смешивания  компонентов в строго определенных  пропорциях. Значение имеют условия  проведения самого процесса смешивания  и адгезия внутри полимеров.  Ответы на эти вопросы могут  быть получены лишь после проведения дополнительных исследований.

2. Проведенные работы  указывают на то, что добавление  УНВ – эффективный способ улучшения  только некоторых физико-механических  характеристик материалов на  основе полиэтилена – прочность  и износостойкость полимерного  материала на основе сверхмолекулярного полиэтилена повышается в несколько раз, коэффициент трения снижается. Последнее важно, когда речь идет о внутреннем покрытии для внутрипромысловых нефтепроводов.

3. Композиционный полимерный материал с УНТ не сможет удовлетворять заложенным исходным требованиям по всем показателям. 
Во-первых, при увеличении концентрации УНТ проводимость композитов возрастает. Это свойство скорее отрицательное с точки зрения создания защитного покрытия для наружной изоляции труб. 
Во-вторых, использование УНТ для придания полимерам антистатических и проводящих свойств – коммерческая практика. Однако в случае изоляционных покрытий для трассовых трубопроводов последнее свойство оказывает скорее отрицательное влияние. 
В-третьих, в ряде работ отмечается, что качество композиционного материала сильно зависит от качества исходных компонентов – полиэтилена и УНЧ. Следует учесть, что только идеальные однослойные нанотрубки и особенно УНТ, отличаются рекордными значениями механических и транспортных свойств. Достижение идеальных параметров – вопрос, прежде всего, стоимости. Высокая стоимость одного из компонентов ставит вопрос о целесообразности создания защитного материала (покрытия) в целом. 
В-четвертых, один из показателей – стойкость к огню, как установлено, достигается при концентрации одностенных УНТ 0,5% от общей массы материала. Для многослойных УНТ этот показатель равен примерно 1%. Установлено, что для достижения других требуемых свойств (прочности и износостойкости) оптимальное количество наполнителя не должно превышать 2–3%. Кроме этого, плотность УНТ и УНВ не более 2 г/см³, что делает их легковесными наполнителями. Учитывая два последних обстоятельства, очевидно, что достичь одной из поставленных задач – 40%-ной экономии сырья (полиэтилена) введением УНТ не удастся. 

4. Полученное на основе  полиэтилена и УНТ многослойное  покрытие не будет превосходить  существующие по двум и более параметрам, и поставленная задача не может быть решена этим путем. 

5. В настоящее время  рассматриваются более перспективные  пути модификации полиэтилена,  в частности, наноструктурированными материалами.

 

Практическая  часть

Определение экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода

Теоретически перекачку  нефти с заданным расходом G можно осуществлять по трубопроводу любого диаметра D. Причем каждому диаметру трубы соответствуют вполне определенные параметры транспортной системы (толщина стенки трубы, число насосных станций, рабочее давление и т.д.).

Капитальные затраты К и эксплуатационные расходы Э зависят от диаметра трубопровода D. Поэтому возникает вопрос об отыскании оптимального диаметра трубопровода (оптимальный вариант трубопровода). По действующей в настоящее время методике оптимальный диаметр трубопровода определяют по минимуму приведенных расходов.

Для достижения экономически наиболее выгодного диаметра трубопровода по приведенным расходам необходимо произвести гидравлический расчет по нескольким вариантам.

 

Заданные данные:

L, км	∆Z, м	G, млн. т/год	ρ, т/м3	Марка стали	Кинематическая вязкость, y
1280	1200	1,8	0,834	Ст4сп	0,00021

 

Расчет:

1. Зная годовую пропускную способность трубопровода G =1,8 млн. т/год определяем наружный диаметр трубопровода

 

D_Hap = D_H2.=273

К нему добавляем из таблицы№1 еще два ближайшие по ГОСТу диаметра - больший D_Нз = 325мм и меньший - D_H1=219 мм. Дальнейший расчет осуществляется по трем стандартным диаметрам.

 

2. Для каждого диаметра  вычисляется толщина стенки трубы  по формуле

δ = n ρ D нар / 2 (n ρ + R₁), (мм), (1)

 

где: δ - толщина стенки трубы, мм;

n - коэффициент надежности по нагрузке, п =1, 1;

D_Hap - наружный диаметр трубопровода, мм;

R₁ - нормативное сопротивление сжатию, МПа;

ρ - давление в трубопроводе, МПа. (необходимо подсчитать среднее арифметическое давление из таблицы №1)

Значение R₁ определяется из выражения:

R₁ = 0,7 σ_в, (МПа) (2)

 

где: σ_в - предел прочности при сжатии, МПа.

Значения σ_в для различных видов трубных сталей приведены в таблице№2.т. к в моем варианте сталь марки Ст4сп, то σ_в = 420 МПа.

 

Следовательно, R₁ = 0,7*420 = 294 МПа.

 

Теперь подсчитаем среднее  арифметическое давление для каждого  диаметра:

ρ ₁ = 9.3

ρ ₂ = 7,85

ρ ₃ = 7,0

Для каждого диаметра вычисляется  толщина стенки трубы по формуле

δ = n ρ D нар / 2 (n ρ + R₁), (мм),

Отсюда, δ₁= 1,1*9,3*219/2 (1,1*9,3 + 294) = 4 мм

δ₂= 1,1*7,85*273/2 (1,1*7,85+294) = 4 мм

δ₃= 1,1*7,0*325/2 (1,1*7.0+294) = 5 мм

3. Определяется внутренний  диаметр трубопровода по формуле:

 

D_вн = D_Hap - 2 δ

D_вн1 = 219-2*4 = 211 мм

D_вн2 = 273-2*4 = 265 мм

D_вн3 = 325-2*5 = 315 мм

4. В соответствии с  расчетной пропускной способностью  производим выбор магистральных  нефтеперекачивающих насосов.

Тип насоса определяется по значению средней пропускной способности  в год в таблице №4. (Средняя  пропускная способность - средняя арифметическая пропускная способность из таблицы №1)

Итак, средняя пропускная способность G₁ = 0,95 млн. т/год; G₂ = 1,45 млн. т/год; G₃ = 2,0 млн. т/год.

Отсюда, тип насоса 1 - НМ-125-550, 2 - НМ-180-500, 3 - НМ-250-475.

5. Скорость движения нефти  в трубопроводе в зависимости  от диаметра трубопровода выбирается  по следующей таблице.

Рекомендуемые скорости движения нефти в магистральных

трубопроводах

Диаметр трубопровода, мм	Скорость движения нефти, м\с, W	Диаметр трубопровода, мм	Скорость движения нефти, м\с, W
219	1,0	630	1,4
273	1,0	720	1,6
325	1,1	820	1,9
377	1,1	920	2,1
426	1,2	1020	2,3
530	1,3	1220	2,7

Для диаметра D_H1 = 219 мм, W₁ = 1,0 м/с;

Для диаметра D_H2 = 273 мм, W₂ = 1,0 м/с;

Для диаметра D_H3 = 325 мм, W₁ = 1,1 м/с;

6. Для каждого варианта  расчета определяется гидравлический  уклон:

 

i = λ W^2/2g D_BH. (6)

 

Здесь: g - ускорение силы тяжести (= 9.8 м/с²)

W - скорость движения нефти в трубопроводе, м/с; (определяемая в пункте №6)

λ - коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый в зависимости от режима течения жидкости (в зависимости от числа Рейнольдса Re) следующим образом:

Число Рейнольдса определяется по следующей формуле:

 

Re =W D_BH / v,

Где v - это заданный коэффициент кинематической вязкости

Исходя из полученного  значения числа Рейнольдса определяем режим течения:

Для ламинарного режима течения  жидкости (Re < 2300)

λ = 64/Re.

Для турбулентного режима течения нефти

 

λ = 0,3164/Re ^0,25 при (3500 < Re < 15/К_Э).

Для смешанного трения λ = 0,11 8/Re+К_Э

при 15/К_Э <Re < 560/К_э.

Коэффициент эквивалентной  шероховатости трубопровода (К_Э) может приниматься ориентировочно на уровне от 0,0005 до 0,0001 для диаметров трубопроводов от 200 до 1200 мм соответственно.

Итак, подсчитаем число Рейнольдса:

 

Re₁ = 1,0*0,211/0,000021 = 10047

Re₂ = 1,0*0,265/0,000021 = 12619

Re₃ = 1,1*0,315/0,000021 = 16500

Т. к 3500 < Re < 15/К_Э,

следовательно режим течения жидкости турбулентный, отсюда:

 

λ = 0,3164/Re ^0,25.

λ ₁= 0,3164/10428 ^0,25 = 0,031

λ ₂ = 0,3164/13000 ^0,25 = 0,029

λ₃ = 0,3164/17023 ^0,25 = 0,027

 

Отсюда,

 

i₁ = 0,031*1,0/2*9,8*0, 219 = 0,0072 м

I₂ = 0,029*1,0/2*9,8*0, 273 = 0,0054 м

I₃ =0,027*1,21/2*9,8*0, 325 = 0.0051 м

7. Определение полного  напора, необходимого при перекачке  нефти по трубопроводу с конкретным  значением гидравлического уклона  производится по формуле

 

Н = 1,02 i L + ΔZ + N h_{ост KП}, (7)

 

где i - гидравлический уклон;

L - длина трубопровода; (м)

ΔZ - разность геодезических высот начала и конца трубопровода; (м)

N - число эксплуатационных участков, на границах которых расположены промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

h_{ост KП -} остаточный подпор, который должен быть передан на конечный пункт или промежуточную НПС, оснащенную резервуаром (при данных расчетах этим значением мы можем пренебречь);

1,02 - коэффициент, учитывающий потери на местные сопротивления.

В формуле (7) слагаемое N h_{ост KП} должно определяться, исходя из задаваемой сжатой трассы трубопровода и мест расположения НПС. В данном курсовом проекте этим слагаемым можно пренебречь.

 

Итак, Н₁ = 1,02*0,0072*1280000+1200= 1060,03 МПа

Н₂ = 1,02*0,0054*1280000+1200 = 825,02 МПа

Н₃ = 1,02*0.0051*1280000+1200 = 785,8 МПа

8. Расчетный напор НПС  принимается равным напору, развиваемому  магистральными нефтеперекачивающими  насосами (см. таблицу 4)

 

Н_ст = m h_нac, (8)

 

где m - число насосов на НПС (обычно принимается m = 3);

h_нac - номинальный напор, развиваемый насосом. (второе число в номере насоса).

 

Н_ст1 = 3*550 = 1650 МПа

Н_ст2 = 3*500 = 1500 МПа

Н_ст1 = 3*475 = 1425 МПа

 

9. Расчетное число насосных  станций будет

 

n₀ = (Н -N h_ПН) / Н_СТ. (9)

 

В формуле (9) вычитаемое N h_ПН можно принять равным нулю.

Полученное значение n₀ округляется в большую или меньшую сторону. При округлении в большую сторону необходимо сооружение лупинга. При округлении в меньшую сторону перекачка нефти возможна с помощью вставки нефтепровода меньшего диаметра, обточкой колес перекачивающих нефтяных насосов или организацией циклической перекачки без изменений характеристик насосных агрегатов и линейной части трубопровода. С целью упрощений в настоящем курсовом проекте n₀ округляется в большую сторону и предполагается перекачка нефти без изменений линейной части трубопровода.

 

n₀₁ = (1050-0) / 1650 = 1

n₀₂ = 825/1500 = 1

n₀₃ = 785,8/1425 = 1

10. Капитальные затраты  на сооружение трубопроводов  с лупингами определяем из  выражения:

 

К = CL + СпХл + Сгнс + (n₀ - 1) Слнс + CpVp, (10)

 

где:

Сп - стоимость единицы длины параллельного трубопровода (лупинга) (табл. №.3);

Х_Л - длина лупинга;

С - стоимость единицы длины основного трубопровода;

Спнс, Сгнс - стоимость соответственно промежуточной и головной

насосной станции;

Ср - стоимость единицы резервуара;

(При определении стоимости  резервуарного парка стоимость  1 куб. м емкости принимают равной 33 руб.)

Vp - суммарная установленная вместимость на трубопроводе.

V_p= (πD²/ 4) L - объем цилиндра, или Vр = π R² L, где π = 3,14

 

Затраты (стоимость) на строительство  линейной части трубопровода приведены  в таблице 3.

Стоимости сооружения головной и промежуточных (линейных) насосных станций приведены в таблице 4.

 

Отсюда:

Vр₁ = 3,14*( (0,211) ² /4) * 1280 = 44734,7 м³

Vр₂ =3,14* ( (0,265) ² /4) * 1280 = 70562,1 м³

Vр₃ =3,14* ( (0,315) ² /4) * 1280 = 99701,3 м³

Далее, рассчитываем К = CL + СпХл + Сгнс + (n₀ - 1) Спнс + CpVp

К₁ = 45000*1280 + 36000*1280 + 1835000 + (1-1) *1230000 + 33*44734,7 = 108221245  руб.

К₂ = 50000*1280 + 40000*1280 + 1924000 + (1-1) *1290000 + 33*70562,1 = 120742549  руб.

К₃ = 58000*1280 + 45000*1280 + 2043000 + (1-1) *1370000 + 33*99701,3 = 138543142  руб.

 

 

11. Эксплуатационные затраты  определяем по формуле:

 

Э = (α₂ + α ₄) Клч + (α₁ + α ₃) Кст + Зэ + Зт + Зз + П, (11)

 

Для того, чтобы подсчитать эту формулу, необходимо:

Подсчитать значение Клч - капитальные вложения в линейную часть для трубопроводов с лупингом. Они рассчитываются по формуле:

 

Клч = [C (L - Хв) + СвХв] к_τ; (12)

 

В этой формуле:, С - цена основной нитки

L - длина трубопровода

Хв - не учитывается при расчетах.

Св - расходы на воду смазку топливо на одну станцию.

(смотри данные в конце  пункта)

к_{τ -} этот коэффициент в данном проекте может быть принят равным 1.

 

Клч₁ = [45000*1280 +6000] *1 = 57606000 руб.

Клч₂ = [50000*1280 +6000] *1 = 64006000 руб.

Клч₃ = [58000*1280 +6000] *1 = 74246000 руб.

Подсчитать значение Кст - капитальные вложения в насосные станции, они рассчитываются по формуле:

 

Кст = [Сгнс + (n₀ - 1) Слнс + CpVp] к_τ. (13)

 

Коэффициент к_τ в данном проекте может быть принят равным 1.

Сгнс - стоимость головной насосной станции (табл. №4, приложение №2)

Слнс - стоимость луппинговой насосной станции (табл. №4, приложение №2)

Cp - стоимость 1 м³ емкости.

При определении стоимости  резервуарного парка стоимость 1 куб. м емкости принимают равной 33 руб.

 

V_p= (πD^2/4) L - объем цилиндра.